Dataların derinlik-özdirenç değiĢimleri ve topografya

Conforme mencionado anteriormente, alguns dos itens considerados na TUSD são estruturados pelos custos marginais de capacidade por nível de tensão. Neste item são apresentados todos os componentes da TUSD especificados na Resolução Normativa no _{166/2006 [12], ou seja, os calculados}

com base na estrutura dos custos marginais de capacidade, os determinados a partir da receita requerida e dos encargos da distribuição e do mercado de referência.

As parcelas da receita requerida da distribuição, encargos do serviço de distribuição e o mercado de referência são dados necessários para o cálculo da TUSD.

A Aneel ao editar a Resolução Normativa no 166, de 2006, consolidou as disposições relativas ao cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD. A definição dos valores dessas tarifas deve considerar as parcelas apropriadas dos custos de transporte da energia e conexão (transmissão e distribuição), das perdas e encargos setoriais do segmento consumo. (ANEEL, 2005 b). A Resolução também relaciona os componentes que formam a tarifa de uso da distribuição e estabelece que a receita requerida da distribuição deve ser segregada em função dos respectivos componentes. O quadro a seguir apresenta um resumo das informações relativas aos componentes da TUSD, listando as bases para a determinação de cada uma delas, como são calculadas (selo4 ou pelos custos marginais) e sobre quais itens de faturamento se aplicam. Em seguida, os componentes são descritos brevemente. Maiores detalhes a respeito podem ser obtidos em [8] e [12]. No quadro, DP e DFP significam, respectivamente, demanda na ponta e demanda fora de ponta.

Tabela 3 - Componentes da TUSD

4 _{Segundo a ANEEL [15], o termo “selo” se refere a um rateio simples de custo de determinada}

componente da tarifa.

Componentes Custos Cálculo Faturamento

Uso da Rede Básica – Contrato de Uso dos

Sistemas de Transmissão – CUST Selo em R$/kW DP • Perda Técnica na Rede Básica relativa às

perdas técnicas e não técnicas na distribuição • Conexão

• Uso do Sistema de outra concessionária de Distribuição - CUSD

• Remuneração do Investimento • Quota de Reintegração • Manutenção e Operação

TUSD – PERDAS TÉCNICAS Perdas técnicas da distribuição, em MWh, valorada _{pelo preço médio de compra} Custo Marginal DP e DFP

TFSEE, RGR, P&D e Eficiência Energética Custo Marginal DP e DFP

ONS Selo em R$/kW DP e DFP

ENCARGOS DO SISTEMA

ELÉTRICO CCC, CDE e PROINFA Selo em R$/MWh Energia

TUSD – PERDAS NÃO TÉCNICAS

Perdas não técnicas da distribuição, em MWh, valorada pelo preço médio de compra

Selo em R$/kW ou selo em R$/MWh, conforme o caso DP, DFP e Energia TUSD – ENCARGOS DO SERVIÇO DE DISTRIBUIÇÃO TUSD FIO A Selo em R$/kW DP e DFP

Componentes TUSD:

• FIO A - é formada pelos custos referentes ao uso da transmissão5, ou de redes de outras distribuidoras, custos de conexão e perdas elétricas na rede básica associadas às perdas totais (técnicas e não técnicas) da distribuição. Estas parcelas representam o custo com o transporte de energia até a fronteira da rede da concessionária de distribuição.

• FIO B - refere-se ao custo do transporte da energia na rede da concessionária e inclui a remuneração dos ativos, a quota de reintegração de capital decorrente da depreciação e os custos com a operação e manutenção, todos calculados no âmbito da revisão tarifária. Esta componente é estruturada segundo o custo marginal de capacidade por faixa de tensão. Os valores obtidos em R$/kW são aplicados às demandas máximas de potência ativa de Ponta e Fora de Ponta.

• PERDAS TÉCNICAS - corresponde às perdas técnicas do Sistema de Distribuição, em MWh, valorada ao custo médio ponderado de aquisição de energia. Os custos marginais de capacidade fornecem os valores da TUSD – Perda Técnica diferenciados por nível tensão em R$/kW para os postos tarifários de Ponta e Fora de Ponta. A base de cálculo para o faturamento é a demanda de cada posto tarifário.

• ENCARGOS DO SERVIÇO DE DISTRIBUIÇÃO - totaliza os custos dos encargos vinculados ao serviço de distribuição: quota da Reserva Global de Reversão (RGR), Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE), Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética (P&D) e contribuição para o Operador Nacional do Sistema (ONS).

5 _{Os custos relativos ao uso da transmissão são obtidos a partir da aplicação das tarifas de uso}

dos sistemas de transmissão em suas parcelas TUSTRB e TUSTFR, respectivamente as tarifas

de uso da rede básica e das demais instalações de transmissão, às demandas de ponta registradas ou contratadas da distribuidora em cada ponto de conexão.

• ENCARGOS DO SISTEMA ELÉTRICO - englobam os custos relativos à Conta de Consumo de Combustível (CCC), à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA). Todos os componentes da TUSD derivados desses custos são determinados pela Aneel e aplicados ao consumo de energia, ou seja, cada componente é um “selo” em R$/MWh.

• PERDAS NÃO TÉCNICAS - custeia as perdas não técnicas da concessionária de distribuição. A energia associada às perdas não técnicas é valorada pelo preço médio ponderado de compra de energia. O procedimento de cálculo distribui uma parcela do valor das perdas não técnicas na proporção da receita de cada um dos componentes da TUSD nos diversos níveis de tensão, originando duas sub-componentes, uma em R$/MWh e outra em R$/kW. Cada sub-componente é aplicada à de energia e às demandas de Ponta e Fora de Ponta.

4 METODOLOGIA

No capítulo anterior foi descrito o processo de caracterização de carga para estudos de revisão tarifária, incluindo todas as etapas normalmente realizadas. O intento deste trabalho engloba dois estudos principais dentro do processo mencionado: a seleção de curvas características e a classificação das mesmas em agrupamentos. Para tal, as análises foram divididas em dois blocos, concentrando os esforços individualmente para cada um dos casos.

O procedimento de estudo foi similar para os dois blocos. Inicialmente foram realizadas proposições de novas metodologias adicionalmente às já difundidas no mercado. Em um segundo momento, essas metodologias foram implementadas e testadas, tendo seus resultados utilizados nos processos seguintes (listados no Capítulo 3 - Estado da Arte) conforme as condições padrão de utilização. Como resultado, foram obtidas as curvas de carga para as tipologias das transformações, “reais” (dos transformadores) e “calculadas” (a partir das tipologias das cargas), e os custos de capacidade para os consumidores de todos os níveis de tensão. Finalmente, para a comparação dos resultados dos processos, utilizaram-se dois métodos: a análise das diferenças entre as curvas obtidas para os consumidores e transformadores de um mesmo nível de tensão e a comparação do impacto nos custos marginais de capacidade do sistema de distribuição.

Outros testes menores também foram realizados, comparando particularidades de procedimentos tradicionais a outras possibilidades levantadas. Esses testes adicionais são descritos no item 4.4.

A descrição detalhada do processo, a padronização dos testes e as comparações realizadas são mais bem descritas nos itens seguintes.